116
l Nr 9 l Wrzesień 2019 r.1. Wstęp
Awaryjne zespoły prądotwórcze (zwane też często generatorami awaryj- nymi lub agregatami) są urządzeniami mającymi zapewnić odbiorcy dostawę energii w przypadku braku zasila- nia z sieci elektroenergetycznej [6]. Są one zlokalizowane wewnątrz instala- cji odbiorcy, często z wbudowanymi zabezpieczeniami przed pracą na sieć (np. mechaniczna blokada wyłącznika, zabezpieczenie od mocy zwrotnej itp.).
Są wykorzystywane rzadko, w zasadzie tylko w stanach awaryjnych. Wymagania zawarte w instrukcjach eksploatacji prze- widują tzw. uruchomienia serwisowe (średnio jedno na miesiąc), podczas któ- rych następuje sprawdzenie poprawności pracy agregatu oraz utrzymywanie nie- zbędnego zapasu paliwa. Paliwo zgroma- dzone w zbiornikach traci z czasem swoje właściwości i jeżeli nie zostanie zużyte, to będzie podlegać wymianie (w zależ- ności od rodzaju co 3 do 5 lat). Obydwa te czynniki generują dodatkowe koszty dla ich użytkowników. Ponieważ źródła te przez większość czasu są nieużywane, mamy do czynienia z niewykorzysta- nym potencjałem wytwórczym [3]. Ist- nieją zatem przesłanki do wykorzystania awaryjnych zespołów prądotwórczych w kontekście zapewnienia właściwego poziomu rezerw mocy w Krajowym Sys- temie Elektroenergetycznym [5]. Poten- cjał zespołów prądotwórczych w Polsce, wg przeglądu dokonanego w 2010 roku, wykazał moc zainstalowaną na pozio- mie 500 MW [1, 2]. Są to źródła roz- proszone, niemniej stanowią one dużą rezerwę mocy. Przykładowo: w Polsce mamy około 900 szpitali. Przy założeniu, że w każdym istnieje agregat rezerwowy o mocy około 250 kW, daje to suma- rycznie moc około 225 MW. Zakładając,
że moc interwencyjna wynosi 350 do 500 MW, jest to znacząca wartość.
2. Zasady wykorzystania agregatu 2.1. Sposób działania – praca autonomiczna
W przypadku agregatów istniejących możliwe jest wykorzystanie ich w trybie pracy autonomicznej, odciążającej sieć zasilającą. Powoduje to jednak niepełne
Możliwości zastosowania agregatu
prądotwórczego jako źródła rezerwowego do produkcji energii elektrycznej
Edmund Ciesielka, Paweł Dybowski, Jakub Wójcik, Zbigniew Hanzelka
wykorzystanie mocy agregatu. Zwy- kle układy zasilania rezerwowego są przewymiarowane, tzn. moc agregatu zdecydowanie przekracza potrzeby odbiorcy (agregat najczęściej zasila tylko odbiory krytyczne). Odłączenie zasilania zewnętrznego może spowodować brak zasilania w wielu innych miejscach insta- lacji odbiorcy. Wykorzystując ten tryb pracy, odbiorca nie jest jednak obciążony
Abstract: The paper presents the analy- sis of technical and economic possibili- ties of using a power generator to supple- ment energy production in periods of high electricity prices on the market. For techni- cal reasons power generator set requires periodic operation as well as replacement of consumables. Linking these periods of operation with the possibility of supplying electricity during the period of high prices seems to be economically justified. The
analysis gives an answer to the question whether it is possible to link technical con- ditions for the operation of a power gener- ator with its use as a source of energy on the electricity market and whether optimi- zation of operating periods will be profit- able for the owner of the generator.
Keywords: power generator, reserve electric energy source, Balancing Mar- ket, Polish Power Exchange, forecast of profitability
Streszczenie: W artykule przedstawiono analizę niezbędną do określenia możliwo- ści technicznych i ekonomicznych wyko- rzystania agregatu prądotwórczego jako rezerwowego źródła energii elektrycznej do uzupełnienia produkcji energii w okre- sach występowania wysokich cen. Utrzy- manie agregatu w stanie gotowości wiąże się z koniecznością okresowego urucha- miania oraz cyklicznego serwisowania materiałów eksploatacyjnych. Powiąza- nie tych okresów eksploatacji agregatu z możliwością dostawy energii elektrycz- nej w okresie występowania wysokich
cen może znacznie obniżyć koszty użyt- kowania danego urządzenia. Powyższa analiza daje odpowiedź na pytanie, czy można powiązać uwarunkowania tech- niczne eksploatacji agregatu prądotwór- czego z jego wykorzystaniem jako źró- dła na rynku energii elektrycznej oraz czy optymalizacja okresów eksploatacji będzie opłacalna dla właściciela agregatu.
Słowa kluczowe: agregat prądotwórczy, źródło rezerwowe, prognoza opłacalności, Towarowa Giełda Energii, Rynek Bilansu-
jący
THE POSSIBILITY OF USING A POWER GENERATOR AS A RESERVE SOURCE FOR ELECTRICITY PRODUCTION
reklama
118
l Nr 9 l Wrzesień 2019 r.kosztami związanymi z przystosowa- niem agregatu do pracy synchronicznej oraz opłaty przyłączeniowej. Jednakże oszacowanie korzyści jest trudniejsze, ponieważ w bilansie mocy pobieranej z systemu elektroenergetycznego wystę- puje moc odciążenia systemu (pobierana przez odbiorcę w danej chwili z agregatu, a nie z sieci), a nie moc agregatu.
2.2. Sposób działania – praca synchroniczna
Część agregatów w łatwy sposób można przystosować do pracy równoleg łej z sys- temem elektroenergetycznym. Agregaty w większości przypadków przystosowa- ne są do pracy automatycznej (po zaniku napięcia natychmiast w sposób automa- tyczny są uruchamiane). Dlatego też można w łatwy sposób przystosować je do pracy ze zdalnym sterowaniem. Źró- dła te można połączyć w wirtualne grupy zarządzane przez podmiot zwany agre- gatorem. Jego zadaniem jest pozyskanie i zagregowanie rozproszonych zasobów wytwórczych oraz udostępnianie zloka- lizowanej w tych źródłach mocy opera- torowi systemu przesyłowego OSP jako podmiotowi odpowiedzialnemu za bieżą- ce bilansowanie systemu. Każda rozpro- szona jednostka wytwórcza pozyskana przez agregatora powinna zostać zareje- strowana przez operatora systemu prze- syłowego OSP. W momencie wystąpienia potrzeby uruchomienia mocy rezerwo- wej operator OSP wysyła do agregatora polecenie aktywacji określonego pozio- mu mocy. Agregator potwierdza otrzy- manie sygnału i niezwłocznie uruchamia zdalnie rozproszone jednostki wytwór- cze w ilości odpowiadającej zadanemu poziomowi mocy, po czym potwierdza wykonanie polecenia. Aktywacja źródeł odbywa się na określony czas, wynikający z zawartej umowy, chyba że OSP wcze- śniej nada polecenie zakończenia. W celu właściwego rozliczenia każda jednostka biorąca udział w programie powinna zostać wyposażona we właściwy układ pomiarowy oraz podlegać rejestracji przez OSP. Podstawowym elementem wyposażenia powinien być prawidłowo zainstalowany i oznaczony licznik ener- gii elektrycznej, pozwalający na właściwe rozliczenie ilości energii wyprodukowa- nej na polecenie OSP.
2.3. Koszty produkcji energii
Koszty zmienne związane są z wypro- dukowaniem energii elektrycznej na polecenie OSP i ściśle zależą od kosztów paliwa. W tabeli 1 przedstawiono koszt wytworzenia 1 MWh dla najpopularniej- szego segmentu zespołów prądotwór- czych zasilanych olejem napędowym.
Koszt związany z przystosowaniem awaryjnych zespołów prądotwórczych do pracy synchronicznej na polecenie OSP dotyczy wyposażenia agregatu w sterownik z funkcją synchroniza- cji, niezbędny osprzęt wraz z układami automatyki, układ pomiarowy oraz układ do zdalnego sterowania. W tabeli 2 przedstawiono zestawienie tych kosz- tów w zależności od mocy awaryjnego zespołu prądotwórczego wraz z przeli- czeniem na 1 MW mocy.
3. Wykorzystanie agregatów – ujęcie ekonomiczne
Istotnym czynnikiem z punktu widze- nia wykorzystania agregatów prądo- twórczych jako rezerwowych źródeł energii jest opłacalność ich wykorzy- stania do produkcji energii. Ponieważ koszty wyprodukowania 1 MWh ener- gii elektrycznej przy pomocy agregatu są stosunkowo wysokie, przeprowadzono analizę porównawczą tych kosztów z cenami energii elektrycznej występu- jącymi w ostatnich latach na rynku ener- gii w Polsce.
Tabela 1. Koszty wytworzenia 1 MWh
Moc zespołu [MW] 0,2 0,5 0,8 1,5
Zużycie paliwa (ON) [l/MWh] 290 270 260 257
Cena paliwa [zł/l] 4,99 4,99 4,99 4,99
Koszt paliwa [zł/MWh] 1447 1347 1297 1282
Koszty eksploatacyjne [zł/MWh] 205 183 175 163
Marża 10% [zł] 165 153 147 1145
Suma [zł/MWh] 1817 1683 1620 1590
Tabela 2. Nakłady inwestycyjne przystosowania agregatu do pracy synchronicznej
Moc generatora [MW] 0,2 0,5 0,8 1,5
Instalacja układu synchronizacji [zł] 20 000 25 000 28 000 30 000 Instalacja układów zdalnego
sterowania [zł] 8000 8000 8000 9000
Koszty projektów i uzgodnień [zł] 2000 3000 4000 4500
Prace budowlane [zł] 1000 2500 4000 6000
Razem [zł] 31 000 38 500 44 000 49 500
Przeliczenie na MW [zł/MW] 155 000 77 000 55 000 33 000
3.1. Analiza rynku kasowego SPOT Na rynku kasowym SPOT towary, papiery wartościowe lub waluty są sprzedawane w transakcjach kasowych i dostarczane bezpośrednio kupującemu.
Transakcje dokonywane na tym rynku są opłacane w momencie ich zawarcia. Na rysunkach 1 i 2 przedstawiono uporząd- kowane od maksymalnej do minimalnej ceny energii występujące na rynku dnia następnego RDN i uzupełniającym go rynku technicznym (bilansującym) RB wg kolejnych godzin doby. Rys. 1 przed- stawia dane z roku 2017, a rys. 2 z trzech kwartałów roku 2018.
Z analizy danych wynika, że warun- ki techniczne systemu (dostępne moce, przyjęte pasma wytwórcze) nie są dosta- tecznie odzwierciedlone na rynku gieł- dowym [4]. W roku 2017 występowały sytuacje, gdy cena około 200 zł/MWh na RDN była wyceniana na RB na poziomie 500–1000 zł/MWh. Ponadto w roku 2018 zdecydowanie wzrosły poziomy cen, po- wszechne na rynku były godziny, w któ- rych 1 MWh kosztowała ponad 300 zł.
3.2 Analiza czasu wykorzystania cen
Koszty wytworzenia energii przez agregat powinny być niższe niż ak- tualnie występująca cena. Do okre- ślenia opłacalności wykorzystania agregatów prądotwórczych jako źró- deł energii niezbędna jest znajomość
reklama
120
l Nr 9 l Wrzesień 2019 r.Rys. 1. Uporządkowane ceny energii na rynku RDN i RB w roku 2017
Rys. 2. Uporządkowane ceny energii na rynku RDN i RB w 3 kwartałach roku 2018
Rys. 3. Rozkład 200 maksymalnych cen RB i RDN w ujęciu dobowym w roku 2017
Rys. 4. Rozkład 200 maksymalnych cen RB i RDN w ujęciu dobowym w trzech kwartałach roku 2018
podaży dobowo-godzinowej energii na rynku. Przewiduje się krótkotrwałe ich wykorzystanie przy sprzyjających wa- runkach ekonomicznych. Często cena na rynku bilansującym wynika z wyko- rzystania przez operatora najdroższych ofert wytwórczych, niezbędnych dla po- krycia nieplanowanego poboru energii elektrycznej.
Na rysunkach 3 i 4 przedstawiono roz- kłady maksymalnych 200 godzinowych cen na polskim rynku w roku 2017 oraz w 3 kwartałach roku 2018. Jako LNC podawana jest liczba godzin, w których wystąpiło 200 najwyższych cen w ciągu zadanego okresu. Analizy te dają obraz, w których godzinach występują niedo- bory energii w KSE. Według przedsta- wionych danych wysokie ceny energii występują przede wszystkim w godzi- nach 8–14 i 19–21. Okresy te mają zna- czenie dla wykorzystania agregatów, które często do uruchomienia wymagają dodatkowej obsługi. Okres 8–14 to czas, w którym obsługa znajduje się na miej- scu i wytwarzanie energii w źródłach rezerwowych nie wymaga dodatkowego nakładu kosztów operacyjnych. Analiza potwierdza zatem możliwość wykorzy- stywania tych źródeł do uzupełnienia produkcji energii elektrycznej w okresie występowania wysokich cen.
4. Wnioski
Przedstawiona powyżej analiza potwierdza, że istnieją przesłanki ekono- miczne do wykorzystania agregatów prą- dotwórczych jako źródeł rezerwowych energii elektrycznej w chwili występo- wania wysokich cen na rynku. Wyko- rzystanie tych źródeł dla wzmocnienia strony podażowej KSE ma uzasadnienie ekonomiczne już w dzisiejszych warun- kach rynkowych. Z analizy rozkładów dobowych cen wynika, że występują przedziały, kiedy ceny energii przyjmują wysokie wartości – szczególnie w okre- sach minimalnej rezerwy systemowej.
Prognozuje się przy tym, że ceny nadal będą rosły z uwagi na wzrost zapotrze- bowania i brak jednoczesnego wzrostu strony podażowej oraz wprowadzenie opłaty stałej za gotowość lub za moc (usługa DSR, a od 2021 – Rynek Mocy).
Wobec tego wykorzystanie agregatów prądotwórczych w wybranych godzinach
reklama
doby może korzystnie wpłynąć na bilans mocy w systemie i jednocześnie być opła- calne dla właścicieli tych źródeł. Wzmoc- nienie strony podażowej na rynku energii może być realizowane poprzez wykorzy- stanie agregatów w ramach usługi DSR lub bilansowania w grupach (klaster, wir- tualna elektrownia) [1]. Praca agregatu prądotwórczego polegać będzie wtedy na uzupełnianiu produkcji energii elek- trycznej w zagregowanej grupie wytwór- czej źródeł rozproszonych. Uzyskana wówczas średnia ważona ceny energii elektrycznej w takiej grupie, mimo wyso- kich kosztów wytwarzania energii przez agregat, będzie niższa niż cena energii na rynku. Należy zwrócić uwagę, że od 2019 roku zostały zniesione limity cenowe na rynku hurtowym (bilansującym), co automatycznie przełożyło się na limity cenowe na Towarowej Giełdzie Energii TGE. Obecnie cena może być kształto- wana w przedziale od –50 000 PLN do 50 000 PLN. Zmieniły się również zasady wyznaczania cen na rynku bilansującym dla wytwórców ulegających nieoczekiwa- nym odstawieniom. Do tej pory w przy- padku, gdy w ostatnim momencie blok wypadał ze stosu ofert, zastępowała go następna oferta. Czyli mogły się zda- rzyć przypadki, gdzie blok z wyceną energii dla danej godziny na poziomie 300 zł/MWh został odstawiony z uwagi na awarię, a w jego miejsce został wpro- wadzony blok z kolejną ofertą ze stosu, niezależnie od różnicy cen – czyli np.
1000 zł/MWh. Wówczas najwyższa cena wyznaczała cenę rozliczeniową (CRO).
Od 1 stycznia 2019 roku w analogicznym przypadku do wyznaczenia ceny zostaną użyte ceny z pierwotnych ofert oraz cena wyliczona z kosztu wytwarzania dla ofert, które w pierwotnym stosie się nie zmie- ściły. Dzięki tej zmianie ryzyko wzrostu cen energii ponad poziom kilkuset zło- tych zostało ograniczone. Nie zmienia to faktu, że obecnie ceny rozliczeniowe kształtują się na podobnym poziomie jak przed zniesieniem limitów. Jednak występująca tendencja do pojawiania się okresowo wysokich, porównywalnych z kosztami eksploatacji agregatów prą- dotwórczych, cen energii na rynku daje podstawę do ekonomicznie uzasadnio- nego wykorzystania ich jako rezerwo- wych źródeł energii elektrycznej.
Literatura
[1] Rączka J., Swora M., Stawiany W.:
Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce energetycznej – wybrane pro- blemy i wyzwania. NFOŚiGW, War- szawa 2012.
[2] Popczyk J.: Energetyka rozproszona.
Polski Klub Ekologiczny, Warszawa 2011.
[3] Paska J.: Wytwarzanie rozproszone energii elektrycznej i ciepła. Politechnika Warszawska, Warszawa 2010.
[4] Urbanek D., Paska J., Pawlak K., Ter- likowski P., Kaliński J.: Analiza dzia- łania rynku bilansującego. Rynek energii elektrycznej. Rozwój, polityka, ekonomia.
Monografia Politechniki Lubelskiej, Lublin 2018.
[5] Materiał informacyjny opracowany w Departamencie Rozwoju Systemu PSE SA. Prognoza pokrycia zapotrze- bowania szczytowego na moc w latach 2016–2035. Konstancin-Jeziorna, PSE SA, 20 maja 2016.
[6] Pistelok P.: Jednostka prądotwórcza z generatorem z magnesami trwałymi – wyniki badań. „Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne” 1 (101)/2014.
Niniejszy artykuł powstał w ramach prac zwią- zanych z międzynarodowym projektem pt.
„Generacja rozproszona i elastyczne struktury popytu na energię w przemyśle” (RELflex), w ramach inicjatywy ERA-Net Smart Grids Plus. Projekt finansowany przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, zgodnie z umową nr SMARTGRIDSPLUS-3/1/2019
mgr inż. Edmund Ciesielka, e-mail: ciesiel@agh.edu.pl dr inż. Paweł Dybowski, e-mail: dybowski@agh.edu.pl mgr inż. Jakub Wójcik, e-mail: jakubwojcik@agh.edu.pl prof dr hab. inż. Zbigniew Hanzelka, e-mail: hanzel@agh.edu.pl
Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Inżynierii Biomedycznej, Katedra Energoelektroniki i Automatyki Systemów Przetwarzania Energii
artykuł recenzowany
